30,6 Euro je Kilowatt: So viel kostet es, wenn Anschlüsse ans Stromverteilnetz für die maximale Einspeisung von Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen) ausgelegt werden. Berechnet hat dies das Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln (EWI) in einem neuen Gutachten. Zum Vergleich: Für Wind an Land beträgt der entsprechende Wert 6,2 Euro je Kilowatt, also weniger als ein Viertel.
Diese Zahlen stehen zwar nicht im Zentrum der öffentlichen Debatte über das EWI-Gutachten "Kosteneffizienz im Stromsystem", das der Landesverband Erneuerbare Energien Nordrhein-Westfalen (LEE NRW) in Auftrag gegeben hat. Dort dominiert die Summe von rund 70 Milliarden Euro, die das Institut bis 2045 als Einsparpotenzial gegenüber den aktuellen Ausbauplänen ausweist. Für kommunale Verteilnetzbetreiber dürften jedoch die kleinen Zahlen noch entscheidender sein.
Was die Einspeisespitze das Netz kostet
Denn nicht der Energieertrag einer Anlage bestimmt den Netzausbaubedarf, sondern die maximale Leistung, die sie an einem sonnigen Mittag einspeist. Photovoltaik-Strom weist dabei eine besondere Eigenschaft auf: hohe zeitliche Gleichzeitigkeit bei niedrigen Volllaststunden. Tausende Anlagen speisen zur gleichen Stunde mit maximaler Leistung ein.
Das Netz muss auf diese Spitze ausgelegt sein, obwohl sie selten auftritt und der Strom in diesen Stunden an der Börse häufig wenig wert ist. Oder, wie es im EWI-Gutachten heißt: "Der Wert der Spitzen-Einspeisung, die den Ausbau von Stromnetzen mitbestimmt, liegt häufig unter den Kosten des induzierten Netzausbaus."
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Aus dieser Erkenntnis leitet das Beratungsinstitut für die Zukunft eine veränderte Planungslogik ab. Anlagen können mit geringerer Einspeiseleistung angeschlossen werden als ihrer Nennleistung entspricht. Das Modell bezeichnet das als "Überbauung" des Netzanschlusses.
Speicher etwa können Strom direkt hinter dem Zähler aufnehmen, bevor er ins Netz fließt. Mehrere Erzeuger können einen Anschluss teilen. Die Kernidee ist jeweils dieselbe: Spitzen kappen, Auslastung erhöhen, Netzausbaubedarf senken. Die Frage für Netzbetreiber lautet künftig nicht mehr nur: Welche Anschlussleistung muss das Netz aufnehmen? Sondern: Welche ist wirtschaftlich sinnvoll?
Flexibilität ersetzt Kraftwerksleistung
Die zweite Herausforderung betrifft die Verbraucherseite. Elektroautos, Wärmepumpen und Heimspeicher können, wenn sie zeitlich koordiniert gesteuert werden, Einspeisespitzen aufnehmen und den Bedarf an steuerbarer Kraftwerksleistung senken. Das EWI hat berechnet, was passiert, wenn diese dezentralen Flexibilitäten nicht systemisch genutzt werden: Im Jahr 2037 steigt der Bedarf an steuerbarer Leistung von rund 31 auf 56 Gigawatt (GW). Bis 2045 entstehen jährliche Mehrkosten von rund neun Milliarden Euro.
Für Stadtwerke öffnet sich hier ein Handlungsfeld: Wer Ladepunkte, Wärmepumpen und Heimspeicher seiner Kunden bündeln und koordinieren kann, erbringt einen systemischen Beitrag und erschließt ein mögliches Geschäftsfeld. Das EWI nennt als Voraussetzungen eine weitere Digitalisierung des Stromnetzes und neue Geschäftsmodelle für Besitzer dezentraler Flexibilitätstechnologien.
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Redispatch-Kosten bleiben außen vor
Beide Befunde stammen aus einer Systemmodellierung. Das EWI selbst weist darauf hin, dass die Verteilnetzkosten über Strukturdaten angenähert werden, es also keine konkreten Netzplanungswerte sind. Redispatch-Kosten und Prognosefehler bleiben außen vor. Für einzelne Netzbetreiber können die tatsächlichen Zahlen erheblich abweichen. Die Richtung des Befundes ist dennoch belastbar.
Ob systemdienlichere Anschlusskonzepte und steuerbare Flexibilität tatsächlich realisiert werden, bleibt eine regulatorische Frage. Das EWI fordert Anpassungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) und räumlich differenzierte Anreize. Was von den möglichen 70 Milliarden Euro an Einsparungen letztlich im Verteilnetz ankommt, entscheidet sich an Netzanschluss, Steuerungsrahmen und dem politischen Willen, beides neu zu denken.
